Безаварийная эксплуатация подводных переходов МНП

Рассматривается оценка технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов, его дефектоскопическая характеристика, изложена действующая система получения исходных данных для прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации, предложены конкретные рекомендации по повышению точности математических моделей для прогнозирования остаточного ресурса.

Особое внимание при обеспечении требований экологической безопасности и повышения надежности трубопроводов уделяется подводным переходам, как наиболее опасным объектам магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Суммарная протяженность порядка 1500 подводных переходов нефтепроводов ПАО «Транснефть» составляет примерно 1800 км (2.5% от общей длины магистралей). Протяженность отдельных подводных переходов достигает нескольких километров.

Самые сложные в эксплуатации – глубоководные переходы. На них расстояние от верхней образующей трубопровода до зеркала реки – 25 и более метров. Всего таких переходов на нефтепроводной сети около 40, больше всего – в Волго-Камском бассейне и на реках Сибири. Около 70% переходов проложены траншейным методом, в том числе через крупнейшие реки России (Обь, Волга, Кама и др.). По данным Ростехнадзор (Росатомнадзор) за последние 20 лет из общего числа возникших аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах 11% приходится на подводные переходы.

Задача обеспечения безаварийной или безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных нефтепроводов (ППМН) решается на основе результатов оценки их технического состояния (ОТС), которая формируется из данных комплексного анализа – периодического дефектоскопического контроля внутритрубными снарядами и внешнего периодического обследования (частичного и полного). Последние выполняются с использованием приборов и, в необходимых случаях, водолазного обследования.

Имеющиеся аналитические исследования данных эксплуатации свидетельствуют о том, что относительное количество отказов (по отношению к рассматриваемой длине) подводных переходов превышает этот показатель для остальной линейной части магистральных нефтепроводов в 1,3 раза. Установлено, что аварии на подводных переходах, являющиеся в большинстве случаев результатом развития имеющихся и возникших в процессе эксплуатации дефектов, обусловлены воздействием двух групп факторов, связанных, во-первых, со снижением несущей способности трубопроводов, и, во-вторых, с увеличением нагрузок и внешних воздействий.

Снижение несущей способности нефтепровода происходит вследствие развития дефектов в стенке трубы, в частности, различных видов коррозии, а также старения металла под действием циклических нагрузок.

Вторую группу составляют нагрузки и внешние воздействия (рабочее внутреннее давление, температурный перепад, продольное усилие, воздействие потока и др.), изменяющие напряженно-деформированное состояние трубопровода. Из причин, вызывающих усиление этих факторов, прежде всего надо отметить оголения и провисы в русловой части.

Как показывает опыт эксплуатации, основной причиной непосредственного нарушения герметичности труб является их коррозионный износ.

Имеющиеся данные по ОТС и причинам аварий на ППМН говорят о неоднозначности полученных характеристик. Так, например, рассмотрим результаты дефектоскопического контроля трубопроводов с отрицательной плавучестью, т.е. нефтепроводов, различными снарядами внутритрубной диагностики (ВТД). Всего было обследовано 33 подводных перехода, расположенных в средней полосе России.

Из данных дефектоскопического контроля следует, что наибольшее число составляют дефекты типа вмятин и рисок (на каждый переход в среднем приходится 2 таких дефекта); также велика доля таких дефектов как аномалии в продольном сварном шве и гофры (по 1 на каждый переход), а также дефектов типа потери металла.